Balanceo Circuitos Distribución Santa Clara

El documento inicia señalando el problema central: el desbalance de carga en los circuitos de distribución primaria, específicamente en Santa Clara, Cuba. Se destaca que el uso de transformadores monofásicos, a pesar de sus ventajas de inversión y flexibilidad, exacerba este desbalance. Este desequilibrio conlleva un aumento significativo de las pérdidas de energía en el sistema de distribución, debido a la circulación de elevadas corrientes por el conductor neutro en condiciones normales de operación. Como consecuencia, se producen disparos en los dispositivos de protección, afectando la calidad y continuidad del servicio eléctrico para los usuarios. El objetivo principal se enuncia claramente: cómo lograr un balanceo efectivo de estos circuitos en Santa Clara, mejorando la eficiencia y la calidad del servicio eléctrico. Se describe la situación problemática: la continua adición o modificación de bancos de transformadores, usualmente sin considerar el balance de carga, agrava el problema. La distribución primaria, la etapa más afectada por estos desbalances, sufre incrementos en las pérdidas de energía debido a desbalances de voltaje y corriente, lo que repercute directamente en la calidad del suministro.

Se profundiza en la naturaleza de los circuitos de distribución, explicando su función como receptores de energía de las líneas de transmisión o subtransmisión, y su rol en la entrega de energía a los usuarios con la tensión, continuidad y calidad adecuadas. El documento recalca que esta etapa del sistema eléctrico presenta los mayores porcentajes de pérdidas de energía debido al gran volumen de componentes (alimentadores, transformadores, líneas y cables, capacitores y equipos de protección), así como a los bajos niveles de tensión manejados. Se describe la estructura radial típica de estos sistemas, con la subestación como nodo principal que reduce la tensión de alta a media tensión. Se hace referencia a las normas internacionales que establecen límites para el desbalance, mencionando la norma europea EN 50160 que fija un límite del 2% para baja y media tensión en condiciones normales de operación, con una salvedad para regiones con líneas parcialmente monofásicas o bifásicas. Se menciona la norma cubana NC 365:2011, que establece un límite similar, tomando elementos de la norma IEC 60038:2002. La imposibilidad técnica de un balance perfecto de tensiones y corrientes en las redes de distribución primaria se justifica por la distribución de cargas monofásicas no equilibradas a lo largo de la red, cargas que varían a lo largo del tiempo dependiendo de la hora del día.

Se detallan las consecuencias negativas del desbalance de voltaje, afectando tanto a los equipos como al sistema de energía en su conjunto. Se enfatiza que un pequeño desbalance en los voltajes de fase puede generar un desbalance mayor en las corrientes de fase, incrementando las pérdidas y los efectos térmicos, reduciendo la estabilidad del sistema. Se menciona la aparición de una corriente de desbalance que circula por el conductor neutro, complicando la detección de fallas a tierra. Se listan diversas causas del desbalance: conexiones delta-abierta o estrella-abierta, impedancias asimétricas en las redes, fallas monofásicas, defectos en empalmes, y asimetrías en las fuentes de suministro. Se mencionan otros elementos que contribuyen al desbalance: hornos monofásicos y trifásicos, máquinas de soldadura, aparatos de rayos X, y anomalías en el sistema eléctrico como la apertura de un conductor o fallas en el aislamiento. Se presenta la situación actual del desbalance en dos circuitos específicos del municipio de Santa Clara (circuitos 32 y 131), basados en registros históricos de los interruptores principales, donde se observa un alto nivel de desbalance que dificulta la operación adecuada del sistema, justificando la necesidad de reducir estos niveles. Se explican las consecuencias directas de este desequilibrio: aumento de las pérdidas en los conductores primarios y alta corriente de neutro en operación normal, que dificulta la detección de fallas a tierra. Se destaca que la corriente de desbalance no es uniforme a lo largo del circuito, pudiendo existir un balance perfecto en un extremo y un desbalance significativo en otras secciones.

El documento identifica la causa principal del desbalance en las redes trifásicas como la distribución desigual de cargas monofásicas a lo largo de la red. Esta distribución irregular no es estática; las cargas monofásicas varían en el tiempo, dependiendo de la hora del día, creando un desequilibrio dinámico. La conexión de nuevos bancos de transformadores o la modificación de los existentes, a menudo realizada sin considerar el balance de carga, exacerba el problema. Aunque el uso de transformadores monofásicos ofrece ventajas en términos de inversión y flexibilidad, su contribución al desbalance es significativa. El texto subraya la dificultad inherente en lograr un balance perfecto, debido a la naturaleza fluctuante y a menudo impredecible de la demanda de energía. En esencia, la inconsistencia en la distribución y el volumen de cargas monofásicas a lo largo del tiempo son los principales factores que causan el desbalance en los circuitos de distribución primaria.

El desbalance de voltaje y corriente tiene varios efectos perjudiciales sobre los equipos y el sistema eléctrico. Los voltajes desbalanceados pueden causar daños a los equipos conectados a la red, siendo un efecto amplificado por el hecho de que un pequeño desbalance en voltajes de fase puede producir un desbalance significativamente mayor en las corrientes de fase. El sistema de energía, bajo estas condiciones, experimentará mayores pérdidas y efectos térmicos, volviéndose menos estable, ya que la capacidad de respuesta ante transferencias de carga de emergencia se ve comprometida. Un efecto importante es el flujo de una corriente de desbalance a través del conductor neutro, incluso en condiciones normales de operación. Esto complica la detección de fallas a tierra usando protecciones de sobrecorriente, afectando la seguridad y fiabilidad del sistema. El impacto negativo se extiende a equipos específicos como motores de inducción, convertidores electrónicos de potencia, y accionamientos de velocidad variable (ASD), los cuales pueden sufrir un funcionamiento deficiente o incluso daños.

Además de la distribución desigual de cargas monofásicas, el documento menciona otros factores que contribuyen al desbalance. Estos incluyen conexiones de transformadores en delta-abierta o estrella-abierta, impedancias asimétricas en las redes de alimentación, fallas monofásicas, desperfectos en empalmes o uniones, y asimetrías propias de las fuentes de suministro eléctrico. Se mencionan ejemplos específicos como hornos monofásicos y trifásicos, máquinas de soldadura eléctrica, aparatos de rayos X, y anomalías en el sistema como la apertura de un conductor o fallas en el aislamiento de equipos. También se considera el efecto de las corrientes de magnetización de transformadores trifásicos y bancos trifásicos de capacitores con una fase fuera de servicio. Para contextualizar los efectos del desbalance, se mencionan las normas que regulan la calidad del servicio eléctrico, incluyendo la norma europea EN 50160 y la norma cubana NC 365:2011, las cuales establecen límites máximos para el desbalance de tensión en condiciones normales de operación, generalmente alrededor del 2%, con algunas excepciones para redes con líneas parcialmente monofásicas o bifásicas.

Para abordar el problema del desbalance de carga y sus consecuencias negativas, el documento propone dos estrategias interrelacionadas: la reconfiguración de la red y el balanceo de fases. La reconfiguración implica modificar la topología del circuito abriendo o cerrando desconectivos, con el objetivo de optimizar el flujo de energía y mejorar el balance de carga. El balanceo de fases, por otro lado, se enfoca en la redistribución de las cargas entre las tres fases del circuito para lograr un equilibrio más eficiente. La combinación de estas estrategias busca minimizar las pérdidas de energía y reducir la circulación de corriente por el conductor neutro, mejorando así la eficiencia del sistema y previniendo disparos indeseables en las protecciones de falla a tierra. La reconexión de un número limitado de ramales o transformadores puede mejorar significativamente el balance de fases y reducir las pérdidas de energía, especialmente en puntos específicos del circuito donde el desbalance es más crítico. El documento destaca que ambas estrategias son complementarias y que su aplicación conjunta puede resultar en una mejora más sustancial del funcionamiento del sistema de distribución primaria.

El documento explora diferentes técnicas de optimización para implementar las estrategias de reconfiguración y balanceo de fases. Se mencionan varias técnicas, incluyendo redes neuronales artificiales, lógica difusa, evolución diferencial y colonia de hormigas, aplicadas para la reconfiguración de la distribución mediante la manipulación de los desconectivos. Para el balanceo de fases en sí, se mencionan otras técnicas como la programación entera mixta, la simulación de recocido, algoritmos genéticos (AG), algoritmos heurísticos y algoritmos inmunes. Se analiza en particular un algoritmo genético (AG) que busca el balance de fases y la reducción de pérdidas optimizando las conexiones de los transformadores de distribución. Sin embargo, se observa que el número de reconexiones necesarias con este método puede ser demasiado alto para ser práctico en aplicaciones reales. Se hace referencia a otros trabajos que proponen sistemas expertos, herramientas de optimización combinatoria basadas en lógica difusa y redes neuronales, y métodos heurísticos rápidos para balancear las corrientes. El documento resalta la aplicación de un algoritmo genético por ordenamiento no-dominado (NSGA-II), usado para minimizar la corriente de desbalance en puntos deseados del circuito, las pérdidas de energía en los conductores primarios, y el número de elementos que deben reconectarse para lograr los objetivos.

El objetivo de la optimización se define como la minimización simultánea de tres funciones conflictivas: 1) minimizar las corrientes de neutro en puntos deseados del circuito; 2) minimizar las pérdidas de energía en los conductores primarios; y 3) minimizar el número de elementos (ramales y transformadores) que necesitan ser reconectados. Para el cálculo de estas funciones objetivo, se considera un estado normal de operación y varios estados posibles de contingencia. La reducción de la corriente de neutro es crucial para la correcta operación de las protecciones de fallas a tierra en todas las condiciones, mientras que las pérdidas de energía se determinan solo para el estado de operación normal, ya que las contingencias son de corta duración y esporádicas. Desde una perspectiva práctica, se requiere que el número de reconexiones sea limitado, evitando la modificación de todos los elementos del circuito en el proceso de optimización. Se describe la adaptación de una versión del algoritmo NSGA-II en Matlab, codificado en números reales, y la modificación de los operadores genéticos para incluir el cruzamiento y mutación de variables de tipo entero, adaptándolo a la naturaleza combinatoria del problema de balanceo de fases.

El documento enfatiza la necesidad de conocer con precisión las cargas eléctricas suministradas por los bancos de transformadores en los circuitos de distribución primaria para cualquier estudio que se realice. La carga se caracteriza por su magnitud pico (kW y kVAr) y su comportamiento horario, representado en un gráfico de carga. Para determinar la corriente de carga en cada fase del circuito primario, es crucial conocer la magnitud de la carga monofásica y trifásica en todo momento. La única manera de obtener datos exactos es mediante mediciones directas, pero estas solo son válidas para el momento de la medición. Sin embargo, se reconoce que los circuitos de distribución en Cuba carecen de la instrumentación necesaria para monitorear la carga en los bancos de transformadores, lo que dificulta la obtención de datos precisos en tiempo real. Por ello, la investigación propone una metodología para estimar las cargas, dado que la falta de mediciones directas impide un análisis exacto basado en datos empíricos reales.

Debido a la falta de mediciones directas de carga, se desarrolla una herramienta computacional para estimar las cargas eléctricas. Esta herramienta utiliza mediciones totales del circuito en un día representativo, junto con una base de datos actualizada de la estructura del circuito y las potencias de los diferentes bancos de transformadores. La estimación generada por la herramienta computacional se considera una aproximación a la realidad, pudiendo tener mayor o menor precisión según las características del circuito y la calidad de los datos disponibles. Para mejorar la precisión de la estimación, se considera el comportamiento horario de las cargas, modelándolo mediante gráficos de carga. Se reconoce que no todas las cargas tienen el mismo comportamiento horario, lo que genera heterogeneidad en la carga total. Para lidiar con esta heterogeneidad, el algoritmo de estimación ajusta la carga a dos momentos distintos del día: un pico nocturno y un pico diurno, permitiendo una mejor caracterización de los distintos tipos de carga que conforman el total. Este procedimiento de ajuste permite obtener valores más precisos de las cargas monofásicas y trifásicas para cada horario considerado. La metodología también considera la distribución particular de la carga entre las fases propia de cada tipo de banco de transformadores, adaptando la estimación de la carga monofásica y trifásica para que se acerque a los valores medidos, respetando las relaciones propias de cada tipo de conexión de transformadores.

El análisis se centra en el circuito 32 de Santa Clara, originado en la subestación (RF) ubicada en la carretera a Manicaragua. Este circuito se alimenta a través de un transformador de 1600 kVA (conexión Δ-Y aterrada), con una relación de voltajes de 34.5 - 13.8 kV. Tiene una longitud aproximada de 2.87 km y una configuración compleja que incluye 25 transformadores monofásicos conectados entre fase y neutro, 8 bancos de dos transformadores con conexión estrella abierta-delta abierta, y 3 bancos de tres transformadores con conexión estrella-delta, sumando un total de 36 bancos de transformadores. Adicionalmente, el circuito cuenta con 4 ramales bifásicos y 9 ramales monofásicos. La carga predominante es residencial, pero también hay cargas estatales importantes como la torre de televisión, talleres del Estado Mayor de las FAR, una imprenta, entre otras. Los resultados iniciales del programa de balanceo, antes de realizar ninguna modificación, muestran pérdidas de energía en las líneas primarias de 13.68 kWh/día y una corriente de neutro que representa el 26.26% de las corrientes de fase. Se utiliza el programa de estimación para calcular las potencias monofásicas y trifásicas de los bancos de transformadores, generando un gráfico para cada corriente de fase y para la corriente del neutro, siendo estos datos una aproximación a la realidad. Para el balanceo se utiliza el algoritmo genético NSGA-II, variando únicamente los ramales de una y dos fases, y los transformadores monofásicos. Se emplea una población de 100 individuos y se realizan 100 generaciones, permitiendo un máximo de 8 cambios.

El análisis del circuito 32 muestra que, tras aplicar el algoritmo NSGA-II, se obtienen diversas variantes de balanceo ordenadas por corriente de neutro, pérdidas de energía y número de reconexiones. Se observa teóricamente una disminución en la corriente de neutro y una convergencia de las corrientes por las tres fases a valores más cercanos. Esta mejora teórica implica una reducción de las pérdidas de potencia y energía a lo largo del circuito. La disminución de la corriente de neutro permite un ajuste más preciso de las protecciones de sobrecorriente de tierra, lo que aumenta la fiabilidad del circuito y mejora la calidad del servicio eléctrico para los clientes. Estos resultados teóricos sugieren una mejora significativa en el rendimiento del circuito 32 después de la aplicación de las estrategias de balanceo de fases, optimizando la distribución de carga y mejorando la eficiencia del sistema. La información detallada de las potencias monofásicas y trifásicas obtenidas en el proceso de estimación se encuentran en el Anexo II (no incluido en este resumen).

El circuito 131, que parte de la subestación de la Universidad de Santa Clara, se alimenta con un transformador de 1600 kVA (conexión Δ-Y aterrada) con una relación de voltajes de 34.5 - 4.16 kV. Tiene una longitud de aproximadamente 7 km e incluye 5 ramales bifásicos, 3 ramales monofásicos, 4 bancos de tres transformadores, 2 transformadores trifásicos, 7 bancos de dos transformadores y 6 transformadores monofásicos. La carga es predominantemente monofásica, aunque también hay cargas de otros tipos, presentando un perfil de carga mixto-residencial. Para la estimación de carga del circuito 131, se utilizan datos del celaje y registros históricos descargados del interruptor principal, analizando el comportamiento del circuito entre el 17 de marzo y el 17 de abril de 2019, seleccionando el miércoles 3 de abril como día promedio. Luego de la estimación y ajuste de las cargas, se alimenta esta información a un programa de balanceo, se ajustan parámetros, y se realizan varias corridas del programa. Los resultados iniciales muestran pérdidas de energía de 72.34 kWh/día y una corriente de neutro en el primer nodo que representa un 43.06% de la corriente de fase. Se selecciona una variante que, con pocas reconexiones, reduce significativamente la corriente de neutro y las pérdidas de energía. Las bases de datos del programa Radial se ajustaron con precisión a los gráficos de carga de las corrientes medidas por los recerradores NULEC.